Брагинский О.Б. Нефтегазовый комплекс мира

Подождите немного. Документ загружается.

201

Показатели

Мощность по СПГ, млрд м

7,8 15,6 23,4

Расстояние доставки, км Расстояние доставки, км Расстояние доставки, км

2000 6000 12000 2000 6000 12000 2000 6000 12000

из них:

Добыча и транспортировка

газа

0,040 0,040 0,040 0,065 0,065 0,065 0,086 0,086 0,086

Сжижение 0,088 0,088 0,088 0,143 0,143 0,143 0,190 0,190 0,190

Эксплуатация танкеров 0,018 0,053 0,104 0,036 0,106 0,208 0,054 0,159 0,311

Горючее для танкеров 0,002 0,005 0,009 0,002 0,005 0,009 0,002 0,005 0,009

Регазификация 0,044 0,044 0,044 0,071 0,071 0,071 0,095 0,095 0,095

Цена СПГ у потребителя,

долл./тыс. м

105,6 122,4 147,8 90,8 107,3 132,0 83,2 99,7 124,1

Обобщение результатов расчетов зависимости стоимости СПГ от мощности завода и

расстояния транспортировки приведено в табл. 3.7.

Таблица 3.7

Зависимость отдельных показателей СПГ в зависимости от величины проекта и расстояния транспортировки

(%) [153]

Показатели

Мощность по СПГ, млрд м

/год

Расстояние

транспортировки СПГ, км

7,8 15,6 23,4

Удельные капитальные вложения

100 82,7 75,0 2000

100 85,0 78,0 6000

100 87,8 81,7 12000

Цена СПГ у потребителя

100 85,9 78,8 2000

100 87,6 81,4 6000

100 89,3 83,9 12000

Как показывают расчеты, при увеличении мощности завода по производству СПГ

удельные капиталовложения и цены снижаются, но степень снижения этих показателей

ослабляется по мере увеличения расстояния доставки СПГ потребителю.

Рентабельность проектов по производству СПГ зависит от размера капиталовложений и

стоимости исходного попутного газа. При росте стоимости проекта в 5 раз, его

рентабельность может снизиться с 25% до 7,5%. При росте цены газа с 10 до 45 долл./тыс.м

рентабельность снижается с 22% до 7%.

Существенное улучшение технико-экономических показателей производства СПГ

определяют высокие темпы роста этого сектора энергетического рынка. По расчетам

экспертов капиталовложения в реализацию проектов, намеченных к вводу в период 2003–

2007 гг., составят 39,5 млрд. долл. Распределение этих капиталовложений по стадиям

технологической цепочки производства, транспортировки и потребления СПГ приведены в

табл. 3.8 [154].

Таблица 3.8

Капиталовложения в реализацию проектов СПГ (млрд долл.) [154]

Стадии технологической цепочки 2003 г. 2004 г. 2005 г. 2006 г. 2007 г. Итого

Заводы по сжижению 2,1 3,0 5,0 5,5 5,5 21,1

Танкеры 3,6 2,5 2,0 2,5 1,5 12,1

Терминалы 0,8 0,5 1,0 2,0 2,0 6,3

Итого 6,5 6,0 8,0 10,0 9,0 39,5

В период 2006–2010 гг. в стадии реализации будут находиться 35 активных проектов

СПГ, оцениваемые суммой в 50 млрд долл. В эту сумму, естественно, войдет часть

инвестиций, приведенных выше. Большинство проектов осуществляются консорциумами

компаний, среди которых самыми активными являются: ВР, Chevron-Texaco, Conoco-Phillips,

Газпром [155, 156].

202

3.2.4. Этапы становления рынка СПГ

Рынок сжиженного природного газа прошел пять этапов своего развития: от

незначительного сегмента мирового рынка газа до высокотехнологичного, жизнеспособного

направления энергетического бизнеса.

I этап – 60-е годы.

Первым экспортером сжиженного природного газа (СПГ) стали США. В 1959 г.

компания Constock (Chicago Stockyard – Conoco LNG venture) осуществило отгрузку СПГ из

штата Луизиана в Великобританию. Активное участие в формировании рынка СПГ приняла

компания Shell, купив 40% акций в Constock, которая затем была переименована в Conch

International Methane. Conch заключила соглашение о поставках СПГ из Алжира в

Великобританию. Так появился первый международный проект по поставкам СПГ.

Conch держала 40% акций в Compagnie Algerrienne de Methane Liquide (CAMEL) и

выступала как ведущий акционер при строительстве первого в мире завода по сжижению

природного газа а Алжире. Этот завод мощностью 2 млрд. куб.м/год начал работу в 1964 г.

Процесс сжижения включал три цикла: пропан охлаждал газ до –30°С; этилен снижал

температуру газа до –100°С; метан готовил газ к транспортировке в сжиженном состоянии

при температуре порядка –160°С. Этот завод использовал паровые турбины для работы

компрессора и морскую воду для охлаждения и получения конденсата. Conch оказалась

способна решать проблемы молодой отрасли, связанные с сжижением газа до –160°С.

Компания начала использовать «мембранный» резервуар, который позволял перевозить

сжиженный газ на борту танкера. К этому периоду относится строительство танкеров для

перевозки СПГ вместимостью 27500 м

СПГ, которые обеспечили 10% спроса на газ в

Великобритании. Затем был подписан контракт с Gaz de France на поставки СПГ во

Францию.

В 1969 г. начал работать второй завод по производству СПГ в США (на Аляске)

мощностью 1,5 млрд м

/год. Первый этап закончился вводом третьего завода в Марса-Эль-

Брега (Ливия) мощностью 2,4 млрд м

/год. Завод был построен компанией Shell. На этом

заводе была использована простая схема совмещения охлаждения и компрессии. Однако эта

схема была не самая эффективная.

Следующие три этапа развития были ориентированы на решение технологических

задач.

II этап – 1970-е годы.

Новые технологии были задействованы на заводе СПГ в Брунее производительностью

6,9 млрд м

/год, построенном компанией Shell в 1972 г. Впервые стал использоваться

процесс охлаждения пропаном, который имел термодинамический КПД 90%.

Созданию завода по сжижению природного газа в Брунее предшествовал подписанный

в 1970 г. контракт между японскими энергетическими компаниями из гг. Осака и Токио с

компанией Brunei LNG Ltd. (совместное предприятие правительства Брунея, компаний Shell

и Mitsubishi). Согласно контракту японские энергетические компании должны были

покупать СПГ на условиях fob в объеме 20,9 млн м

/день.

В 1977–1978 гг. Индонезия присоединилась к странам-экспортерам СПГ, запустив два

завода производительностью свыше 10 млрд м

/год каждый.(в Бонтанге, северная часть

Суматры; в Аруне, восточная часть Калимантана). Индонезийская государственная нефтяная

компания Pertamina и компания Huffco были лидерами в реализации этого проекта. Через год

в проекте Mobil Corp. в Аруне были использованы двухуровневые газовые турбины.

Технологический процесс был модифицирован. Установка в Аруне имела 3 линии

мощностью 2,1 млрд м

/год каждая, а установка в Бонтанге – 2 линии мощностью 2,2 млрд

/год. Компаниями Abu Dhabi National Oil (Абу Даби), Mitsui (Япония) и British Petroleum

(Великобритания) в 1977 г. был построен завод по сжижению природного газа в Абу-Даби (3

линии по 2,3 млрд м

/год каждая). В реализации проектов в Бонтанге и Аруне в качестве

производителей СПГ фигурировали индонезийская нефтегазовая компания Pertamina,

американская компания Mobil и индонезийско-японская компания. В качестве покупателей

203

индонезийского СПГ выступали японские энергетические и металлургические компании.

Хотя в 70-е годы в разных проектах использовались многочисленные технологические

процессы, версия процесса по сжижению газа компании Air Products Inc. (ARCI) была

преобладающей.

Газовые турбины быстро вытеснили паровые, поскольку были более надежными и

доступными для широкого применения в производстве. При соединении газовых турбин

непосредственно с компрессорной станцией получается преимущество за счет упрощения

конструкции и снижения потерь топлива. Оказалось также, что цены газовых турбин были

ниже, чем цены паровых турбин.

III этап – 1980-е годы.

Мировой рынок СПГ динамично развивался: число поставщиков СПГ увеличилось на

треть, доходы от продаж возросли на 60%, несмотря на то, что в результате нефтяного

кризиса 1979 г. многие контракты были прерваны. Были закрыты два распределительных

терминала в США, приостановлены или аннулированы отдельные крупные проекты.

Только два новых завода СПГ вошли в строй в этот период: в Малайзии (г. Бинтулу),

построенный в результате кооперации с Малазийской национальной нефтяной компанией

(Petronas) в 1983 г.; мощность этого завода 10,2 млрд м

/год (3 линии); завод австралийской

компании Australian Northwest Shelf (NWS). Этот завод начал работать в 1989 г.;

строительство осуществляла компания Shell при технической поддержке других компаний;

мощность завода 10,2 млрд м

/год (3 линии).

В 80-е годы наращивали мощности уже действующие заводы в Алжире и Индонезии.

Так, в Алжире компанией Sonatrach в 1981 г. была осуществлена вторая фаза развития завода

в г. Арзев (6 линий суммарной мощностью 8,3 млрд м

/год). Этой же компанией в 1981 г.

была реализована вторая фаза строительства завода в г. Скикда (3 линии суммарной

мощностью 4,1 млрд м

/год). В Индонезии продолжилось наращивание мощностей на

действующих заводах в Аруне и Бонтанге: в Аруне в 1984 г. была осуществлена вторая фаза

строительства (2 линии суммарной мощностью 4,1 млрд м

/год), а в 1986 г. – третья фаза (1

линия мощностью 5,2 млрд м

/год); в Бонтанге в 1983 г. были пущены 2 линии суммарной

мощностью 4,4 млрд м

/год, а в 1989 г. одна линия мощностью 3,2 млрд м

/год.

В течение 80-х годов наиболее существенным технологическим новшеством стало

внедрение воздушного охлаждения, которое впервые было применено на заводе компании

NWS в Австралии. Оно стало применяться по причине введенных природоохранных

ограничений на использование водного охлаждения в этом регионе. Позже этот процесс был

применен и на других заводах для снижения издержек и сохранения окружающей среды.

IV этап – 1990-е годы.

Одной из ключевых проблем начала 90-х годов стало сокращение расходов за счет

увеличения мощности с переходом к газовым турбинам и компрессорам. Наибольших

успехов в решении этой задачи добилась компания Shell, с помощью процесса APCI,

разработанного для расширения мощностей завода в Малайзии. В 1995 г. здесь была

реализована вторая фаза строительства завода в г. Бинтулу (3 линии суммарной

производительностью 19,8 млрд м

/год). Это был первый завод, который начал использовать

массивные газовые турбины мощностью 80 Мгв компании General Electric. На этом заводе

был установлен рекорд мощности. За счет «эффекта масштаба» удельные капитальные

затраты были снижены на 15–25%, удельный расход топлива – на 10–15%.

В 1999 г. компания Atlantic LNG of Trinidad & Tobago Ltd ввела в эксплуатацию новые

мощности по сжижению газа в Тринидаде и Тобаго. Atlantic LNG представляет собой

консорциум, в который входят ВР PLC – 34%, BG Group PLC – 26%. Repsol-YPFSA – 20%,

Cabot LNG LLC – 10% и NGC – 10%. Мощность завода – 4,1 млрд м

/год (одна линия).

Компания Atlantic LNG осуществила снижение издержек за счет использования новейших

технологических разработок и налаженной схемы поставок. Завод функционирует на

оптимизированных каскадных процессах, разработанных компанией Phillips Petroleum Co,

которые применяются на заводе СПГ в Кенае (Аляска, США). Основными потребителями

204

завода в Тринидаде и Тобаго являются США и Япония, с которыми заключены

двадцатилетние контракты на условиях «плати или бери». Снижению издержек

способствовала развитая инфраструктура. Завод был построен на месте старого

нефтехимического комбината. Хотя капитальные затраты на реализацию этого проекта

составили 900 млн. долл., компания ВР заявила, что удельные капитальные затраты на

производство продукции снизились до 200 долл./т по сравнению с общемировыми 300 долл.

/т.

В 1993 г. и 1998 г. было осуществлено расширение мощностей комплекса по сжижению

природного газа в г. Бонтанг (Индонезия). Сначала была введена технологическая линия

мощностью 3,2 млрд м

/год, а затем – 7,2 млрд м

/год. В 1993 г. был реализован проект

второй очереди завода на о. Дас в Абу-Даби (введены три линии суммарной мощностью 3,2

млрд м

/год.

В конце 90-х годов начал функционировать завод по сжижению природного газа в

Катаре. В 1997 г. были введены 2 линии суммарной мощностью 5,5 млрд м

/год, в 1998 г.

еще одна линия производительностью 2,8 млрд м

/год.

В июне 1999 г. начал работу завод по производству СПГ в Нигерии

. Были введены в

эксплуатацию 2 линии суммарной мощностью 8,0 млрд. м

/год. В реализации проекта

принимал участие консорциум фирм: National Nigerian Petroleum Corp. (Нигерия) – 49%,

Shell – 25,6%, Elf (Франция) – 15%, AGIP (Италия) – 10,4%. Проект был объявлен

консорциумом в ноябре 1995 г. В 1997 г. было выполнено предварительное технико-

экономическое обоснование и в течение последующих 18 месяцев было осуществлено

проектирование и строительство завода. В проектировании и строительстве принимали

участие всемирно известные проектно-строительные фирмы: Technip (Франция),

Snamprogetti (Италия), MW Kellogg (США), а также японская компания Japan Gasolin Corp.

Место строительства завода было выбрано на о. Бонни в 40 км южнее г.Порт-Харкурт. В

состав проекта входило сооружение 2 линий по сжижению природного газа с

соответствующей инженерной инфраструктурой и газопровод длиной 217 км, соединяющий

завод с месторождением. Каждая технологическая линия включает в свой состав газовую

турбину, деметанизатор, деэтанизатор, депропанизатор и дебутанизатор, что обусловлено

наличием в составе газа этана, пропана и бутанов, а также газового конденсата. Суммарное

производство жидких продуктов составляет 0,3 млн.т/год. Для их транспортировки

предусмотрены танкеры водоизмещением 35–40 тыс.т. В состав комплекса входят

хранилища СПГ (общий объем 84,2 тыс. м

и жидких продуктов (36 тыс. м

). Для

транспортировки СПГ построено 7 метановозов емкостью 135 тыс. м

каждый.

Проект нигерийского комплекса по производству СПГ имеет продолжение. В конце

2002 г. был осуществлен пуск третьей технологической линии мощностью 4 млрд м

/год.

Оборудование третьей линии аналогично первым двум.

Суммарная мощность комплекса составила 12 млрд м

/год. Особенностью третьей

технологической линии является то, что на ней получают также сжиженные нефтяные газы

(объем производства пропана к 2007 г. достигнет 0,65 млн т/год, бутанов – 0,58 млн т/год,

углеводородов С

– 1,23 млн т/год). Реализация СПГ предусмотрена в Испанию и

Португалию. Сжиженный нефтяной газ предполагается использовать в качестве сырья для

сооружаемого рядом нефтехимического комплекса, а также экспортировать.

Пятый этап (с 2000 г. по настоящее время) явился временем ввода крупных единичных

мощностей и использования технических достижений в области сжижения газа.

3.2.5. Мощности по производству СПГ

Действующие мощности заводов по сжижению (на конец 2005 г.) приведены в

табл. 3.9. В конце 2005 г. в мире действовало 74 установки сжижения на 18 заводах

суммарной мощностью 217,4 млрд м

/год. Степень загрузки мощностей в 2005 г. составляла

На примере этого проекта проследим за всеми этапами его реализации, изменением состава и перспективами

развития производства и продаж СПГ[157].

205

87%.

Таблица 3.9

Действующие мощности по производству СПГ в мире (на конец 2005 г.) [158–163]

Местоположение Оператор

Число техноло-

гических линий

Мощность,

млрд м

/год

Год пуска Технология

1 2 3 4 5 6

Африка

Алжир, Арзев 1 Sonatrach 6 11,0 1978 1997 APCI

Арзев 2 Sonatrach 6 1,4 1981 APCI

Камель Sonatrach 3 1,2 1964 Technip

Скикда 1 Sonatrach 3 7 0 1972 Technip

Скикда 2 Sonatrach 3 1981 Prico

Скикда 3 Sonatrach 1 5,5 2004 Technip

Ливия Марса Эль Брега SirteOilCo. 3 3,5 1970 APCI

Нигерия о.Бонни, линия

1,2,3

NLNG 3 13,1 1999–2001 APCI

Египет Damietta SeGas 1 6,.9 2004

Idku Egiptian LNG 2 9,.9 2005

Итого 31 59,5

Юго-Восточная Азия

Индонезия

Арун, фаза 1 PTArunLNG 1 1978 APCI

Арун, фаза 2 PTArunLNG 2 9,4 1984 APCI

Арун, фаза 3 PTArunLNG 1 1986 APCI

Бонтанг А/В PT Badak LNG 2 1977 APCI

Бонтанг C/D PT Badak LNG 2 1983 APCI

Бонтанг Е PT Badak LNG 1 31,5 1989 APCI

Бонтанг F PT Badak LNG 1 1993 APCI

Бонтанг G PT Badak LNG 1 1998 APCI

Бонтанг Н PT Badak LNG 1 2000 APCI

Малайзия

Бинтулу MLNG1 NLNG 3 11,5 1983 APCI

Бинтулу MLNG2 NLNG 3 10,8 1995 APCI

Бинтулу Tiga NLNG 2 10,8 2003 APCI

Австралия

Барруп

North West

Shelf (NWS)

3 10,8 1989 APCI

–»– –»– 1 5,8 2004 APCI

Бруней

Ламут Brunei LNG 5 9,9 1972 APCI

Итого 29 100,5

Ближний Восток

Абу-Даби

О. Дас, фаза 1 ADGAS 1 4,4 1977 APCI

О. Дас, фаза 2 ADGAS 1 3,5 1994 APCI

Катар

Рас-Лаффан Qatargas 3 11,5 1997, 2001 APCI

Рас-Лаффан

Ras-Laffan

LNG

3 13,0 2004 APCI

Оман

Калхат Oman LNG 2 10,0 2000 APCI

Итого 10 42,4

США

Кенай, Аляска Phillips 1 1,8 1969 Phillips

Тринидад и Тобаго Atlantic LNG 1 4,1 1999 Phillips

Atlantic LNG 2 9,1 2002, 2003 Phillips

Всего 74 217,4

Примечания:

1) PTArun LNG принадлежит государственной нефтяной компании Индонезии Pertamina (55%),

американской компании Exxon Mobil (30%), индонезийской JILCO (15%);

206

2) Badak LNG принадлежит Pertamina (55%), индонезийским компаниям JILCO (15%) и VICO (10%),

американской компании Unocal (10%) и французской Total (10%);

3) MLNG владеют малайзийская государственная компания Petronas (60%), Royal Dutch/Shell (17,5%),

Mitsubishi (17,5%), власти провинции Саравак(5%);

4) NWS принадлежит австралийским компаниям Woodside и ВНР, американской компании Chevron, англо-

голландской компании Royal Dutch/Shell, японским компаниям Mitsui и Mitsubishi, причем каждый

участник имеет долю 16,66%;

5) 50% – Правительство султаната Бруней, по 25% Royal Dutch/Shell и Mitsubishi;

6) 51% акций ADGAS имеет государственная компания Abu Dhabi National Oil Co., Mitsui (24,5%),

BP(16,33%), Total (8,17%);

7) СП Qatar General Petroleum Co. (65%), Exxon Mobil(10%), Mitsui (7,5%), Total(10%);

8) СП Qatar General Petroleum Co. (70%), Exxon Mobil (30%);

9) СП правительства Омана (51 %), Shell (30%), Total (5%), Mitsubishi, Marubeni (no 7%);

10) СПВР(34%), British Gas (26%), Repsol-YPFSA(20%), Cabot LNG (10%), Natural Gas of Trinidad and Tobago

(10%).

11) Egyptian LNG (Idku) – Ministry of Petroleum Egypt, BP, Petronas, Gaz de France, Egyptian General Petroleum

Corp.

12) Se Gas (Damietta) – Union Fenosa Gas (80%), Egyptian General Petroleum Corp., EGAS (20%)

В период 2003–2005 гг. введены новые мощности по сжижению природного газа.

Завершено строительств третьего блока завода в Нигерии мощностью 4,5 млрд м

/год;

пущены две технологические линии на заводе в Тринидаде и Тобаго суммарной мощностью

7,4 млрд м

/год; новая технологическая линия на заводе в Бинтулу (Малайзия) мощностью

10,5 млрд м

/год (проект «Tiga»); четвертая установка компании North West Shelf мощностью

5,8 млрд м

/год; третья установка в Катаре компании Rasgas в Рас-Лаффане мощностью 6,6

млрд м

/год. Кроме того проводится модернизация установки в Катаре компанией Qatargas

(увеличение мощности на 2,1 млрд м

/год, а также завершено строительство завода по

сжижению природного газа в Египте мощностью 6,9 млрд м

/год (проект «Damietta»).

Суммарный прирост мощностей в 2002–2005 гг. составил 43,9 млрд м

/год [158].

Среди объявленных проектов, реализация которых намечена на период после 2005 г.,

следует назвать: создание четвертой и пятой технологических линий на заводе в Нигерии

суммарной мощностью 11,6 млрд м

/год; четвертой и пятой линий на заводе в Тринидаде и

Тобаго мощностью 8,8 млрд м

/год; строительство заводов по сжижению природного газа в

Норвегии мощностью 5,7 млрд м

/год и в Египте мощностью 5,0 млрд м

/год (проект «Idku»).

Первая очередь проекта Idku была введена на 15 недель раньше срока в 2005 г.

Кроме этого имеется большое количество потенциальных проектов, среди которых

могут быть названы: два проекта в Нигерии (расширение комплекса на о. Бонни и нового

комплекса в Западной Нигерии) суммарной мощностью 11,0 млрд м

/год; проект расширения

заводов в Дамиетте мощностью 6,9 млрд м

/год и Идку мощностью 5,0 млрд м

/год в Египте;

проекты создания новых заводов в Намибии мощностью 6,9 млрд м

/год и Анголе

мощностью 9,7 млрд м

/год; проект расширения завода компании NWS в Австралии на 6,9

млрд м

/год; два проекта расширения заводов компании Rasgas и Qatargas в Катаре

соответственно на 6,2 и 5,5 млрд м

/год; проекты расширения заводов в Омане на 4,1 млрд

/год, Брунее на 8,2 млрд м

/год, в Бонтанге (Индонезия) – на 12,4 млрд м

/год; проекты

расширения завода в Тринидаде и Тобаго на 6,6 млрд м

/год и создания нового завода в

Венесуэле мощностью 5,5 млрд м

/год.

Начиная с конца 90-х годов в специальной литературе появились сообщения о проектах

создания крупных заводов по сжижению природного газа. В частности, многократно

упоминались австралийские проекты «Gorgon», «Bonaparte», «Bayu-Udan», «Sunrise»;

индонезийский проект «Natuna», объявленный вначале как самый крупный проект по

производству СПГ (мощность 19,5 млрд м

/год), но затем скорректированный до 6,5 млрд

/год; американский проект «Alaska North Slope» мощностью 18,2 млрд м

/год; два проекта

создания заводов по сжижению газа в Иране на базе месторождения Южный Парс

суммарной мощностью 7,8 млрд м

/год; проект создания завода в Йемене мощностью 7,6

млрд м

/год; российский проект создания завода по сжижению на о. Сахалин мощностью 7,8

207

млрд м

/год.

Рынок сжиженного природного газа (СПГ) будет быстро расширяться. По оценке

эксперта консалтинговой фирмы Douglas-Westwood Ltd (Кантербери, Великобритания)

Стива Робертсона на развитие мировой индустрии СПГ в период 2003–2007 гг. будут

затрачены капиталовложения в объеме 39 млрд долл.

По оценке Международного энергетического агентства суммарное потребление

природного газа будет возрастать к 2025 г. среднегодовым темпом 2,8%, что выше, чем

темпы роста потребления нефти (1,8% в год) и каменного угля (1,5%). Удельный вес

природного газа в структуре топливно-энергетического баланса увеличится с 23% в 2003 г.

до 28% в 2025 г. Общий рост спроса на природный газ является одним из наиболее значимых

факторов роста индустрии СПГ.

Вторым важным фактором является рост импорта газа. Импорт растет в странах, не

имеющих собственных ресурсов газа (Япония, Южная Корея, ряд европейских стран),

развивающихся странах, имеющих относительно небольшие запасы газа, но высокие темпы

роста его потребления (Китай, Индия), развитых странах, имеющих крупную

газодобывающую отрасль, которая прошла пик своего развития (США, Великобритания).

Третьим важным моментом следует считать необходимость монетизации запасов газа

труднодоступных месторождений.

Влияние указанных факторов обусловливает ускоренный рост спроса на СПГ.

В период 2005–2008 гг. намечено строительство 25 новых технологических линий по

производству СПГ суммарной мощностью 162,1 млрд м

/год. Некоторые из намеченных

проектов являются расширением действующих предприятий, другие – это новые объекты.

Прогноз ввода экспортных мощностей составлен на основе анализа оценок

консалтиноговых компаний Douglas-Westwood и Wood McKenzie и Gas Technology Institute,

причем в перечень вошли только наиболее надежные по возможностям реализации проекты

(табл. 3.10).

Таблица 3.10

Наиболее вероятные проекты новых заводов по сжижению

№№ п/п Страна Компания-оператор Год пуска

Число

линий

Мощность, млрд

/год

1 Папуа – Новая Гвинея Tangguh LNG 2008 2 10,5

2 Австралия North West Shelf 2008 1 5,8

3 Австралия Darwin LNG 2008 1 5,2

4 Россия Сахалин – 2 2007, 2008 2 13,5

Итого Азия 6 35,0

5 Катар Ras Laffan LNG 2006 2 13,0

6 –»– Qatargas II 2008 2 21,5

7 –»– Ras Laffan LNG 2008, 2009 2 21,5

8 Оман Qalhat LNG 2006 1 5,1

9 Йемен Yemen LNG 2008 2 8,6

Итого Бл. Восток 9 69,7

10 Нигерия Nigeria LNG 2005, 2006 2 11,3

11 –»– –»– 2007 1 5,7

12 –»– Brass LNG 2009 2 11,0

13 Экваториальная Гвинея Marathon 2007 1 5,0

14 Ангола Chevron-Texaco 2009 1 5,5

Итого Африка 7 38,5

15 Тринидад и Тобаго Atlantic LNG 2005 1 7,2

16 Перу Peru LNG 2008 1 6,2

Итого Америка 2 13,2

17 Норвегия Snohvit LNG 2007 1 3,7

Всего 25 162,1

Список проектов, предполагающих обеспечение региона Атлантического бассейна

(Восточное побережье США и атлантическое побережье Европы), приведен в табл. 3.11.

208

Таблица 3.11

Потенциальные поставщики СПГдля района Атлантического побережья [145]

Проекты и установки Мощность, млрд м

/год

Расширяемые установки

Atlantic LNG (установки № 2 и 3) 9,1

Nigerian LNG (№ 3) 4,5

RasLaffani_NG(№3) 6,5

Итого 20,1

Возможное расширение

Atlantic LNG (№№ 4 и 5) 8,8

Nigerian LNG (№№ 4 и 5) 10,5

Oman LNG (№3) 4,8

RasLaffanLNG(№4) 6,5

Итого 30,6

Предполагаемые новые проекты

Angola LNG 4,1

Egypt, Damietta 4,1–6,2

Egypt, Union Fenosa 5,5–11,0

Egypt, Idku 4,1–6,2

Egypt, Shell 4,4

Iran LNG 11,0–13,8

Nigeria LNG (новый завод) 4,1–8,2

Venezuela, N.Paria 5,5

Venezuela, Jose 2,9

Norway, Snohvit 5,5

Итого 51,2–67,8

Всего 101,9–118,5

Перечень проектов, намеченных обеспечивать рынок АТР, приведен в табл. 3.12.

Таблица 3.12

Потенциальные поставщики СПГна рынок Азиатско-Тихоокеанского региона и западного побережья США и

Мексики [145]

Проекты, установки Мощность, млрд м

/год

Расширение действующих производств

Malaysia Tiga 2003 9,4

North West Shelf, установка № 4 5,8

Ras Laffan (№ 3) 6,5

Bayu Undan 4,1

Qatargas 4,4

Итого 30,2

Возможное расширение

Oman LNG (№3) 4,8

Bontang (установка № 1, фаза J) 8,3

Ras Laffan (№ 4) 6,5

Brunei LNG (№6) 5,5

Qatargas(№4 и №5) 9,7

North West Shelf (№5) 5,8

Итого 40,6

Возможные новые проекты

Gorgon (Австралия) 9,7

Bayu-Undan (Дарвин, Австралия) 6,6

Tangguh 4,8–9,6

Papua-New Guinea 5,5

Сахалин 1 (Россия) 13,2

RasLaffan(№5 и №6) 9,7

Iran, South Pars 13,8

Сахалин 2(Россия) 6,6–13,2

Итого 69,9–81,3

Всего 140,7–152,1

209

По более поздним сведениям для обеспечения азиатского рынка, а также западного

побережья США и Мексики, в качестве потенциальных предполагаются следующие

проекты: Tangguh в Индонезии (мощность 9,7 млрд м

/год), North West Shelf № 5 в

Австралии (мощность 6,2 млрд м

/год), Bontang № 1, фаза J (мощность 4,1 млрд м

/год),

российский проект завода СПГ на о. Сахалин (мощность 11 млрд м

/год), Pacific LNG в

Боливии (мощность 9,7 млрд м

/год), Camisea в Перу (мощность 5,5 млрд м

/год), Gorgon и

Sunrise в Австралии (мощность соответственно 9,7 и 6,9 млрд м

/год), Yemen LNG в Йемене

(мощность 4,1 млрд м

/год), South Pars в Иране (6,9 млрд м

/год) [150].

Следует отметить, что список проектов является чрезвычайно подвижным, поскольку

отдельные объявленные проекты замораживаются или вообще аннулируются, у других

сдвигаются сроки ввода, появляются новые проекты. Однако ряд упомянутых проектов

можно считать в достаточной мере надежными, а сроки их ввода в эксплуатацию реальными,

поскольку уже имеются соглашения о покупке СПГ со стороны фирм-потребителей.

В частности, индонезийский проект Tangguh , акционерами которого являются British

Petroleum (37,2%), Mitsubishi Corp. (16,3%), Nippon Oil (12,2%), British Gas Group (10,7%),

Konematsu Corp. (10,0%), Nissho Iwai Corp. (1,1%), China National Offshore Oil Co. (12,5%),

уже имеет контракты на поставку СПГ компании Japan Gas Corp. (Япония), KBR (Ю.Корея),

РТ Perfafenikki (Индонезия), а также на китайский терминал в пров. Фудзянь. Акционеры

проекта ищут дополнительные рынки на Филиппинах, Тайване, а также у других компаний в

Японии и Ю.Корее.

Проект Tiga в Бинтулу (Малайзия), уже имеющий 2 установки, в мае 2003 г.

пополнился третьей установкой. Суммарная мощность комплекса достигла 11,2 млрд м

/год).

Акционерами комплекса Tiga являются: малайзийская национальная нефтегазовая компания

Petronas (60%), правительство провинции Саравак (10%), Royal Dutch/Shell Group (15%),

Nippon Oil (10%) и Diamonds Gas Netherlands (5%). Покупателями газа согласно

заключенным контрактам являются японские компании Tokyo Gas, Osaka Gas (2,2 млрд м

Tokyo Electric Power (0,7 млрд м

), Tohoku Electric Power (1,2 млрд м

), Japex (0,7 млрд м

южнокорейская компания Korea Gas (2,8 млрд м

). Суммарный объем заключенных

контрактов, большинство из которых долгосрочные, 7,6 млрд м

(2/3 от мощности проекта).

В Австралии проект North West Shell № 4, имеющий мощность 5,8 млрд м

/год,

обеспечен долгосрочными контрактами с японскими компаниями Kyushu Electric (0,7 млрд

), Tokyo Gas (1,9 млрд м

), Osaka Gas (1,4 млрд м

), Chubu Electric (0,8 млрд м

), Tohoku

Electric (0,6 млрд м

), южнокорейской компанией Korea Gas (0,7 млрд м

), а также Shell,

компанией, которая взяла на себя обязанность обеспечить потребление продукции будущего

завода по производству СПГ. Другой австралийский проект Darwin (называемый также Bayu

Undan) мощностью 4,8 млрд м

/год обеспечен контрактами с японскими компаниями Tokyo

Electric Power и Tokyo Gas на 17 лет с ежегодной покупкой 4,1 млрд м

газа. Более того,

японские компании – покупатели СПГ приобрели 10% акций проекта.

Египетские проекты Damietta призваны обеспечить СПГ страны Средиземноморья. В

состав акционеров входят египетская национальная нефтяная компания EGPC, египетская

газовая компания Egas, британская газовая компания ВР Group, французская

государственная компания Gaz de France и малайзийская государственная нефтегазовая

компания Petronas. Продукция завода № 1 по проекту Damietta рассчитана на использование

во Франции компанией Gaz de France. Завод № 2, проект которого был объявлен в 2003 г.,

должен обеспечивать продукцией европейские страны и США.

Нигерийский проект Nigeria LNG включает в свой состав очереди №№ 1 и 2, пущенные

в эксплуатацию в 1999 г., очередь № 3, вошедшую в строй в 2002 г., а также очереди №№ 4 и

5, намеченные к вводу в 2005 г. Суммарная мощность проекта – 23,5 млрд м

/год.

Акционерами проекта являются нигерийская национальная нефтяная компания NPC (49%),

компания Shell Gas BVC (25,6%), французская компания Total LNG Nigeria Ltd (15,0%) и

итальянская компания Agip International (10,4%). СПГ с заводов № 1 и 2 закупают компании:

ENEL (Италия) – 3,5 млрд м

, Gas Natural (Испания) – 1,6 млрд м

, Transgas (Португалия) –

210

0,4 млрд м

, Botas (Турция) – 1,2 млрд м

, Gaz de France – 0,5 млрд м

; с завода № 3 – Gas

Natural (Испания) – 2,7 млрд м

, Transgas (Португалия) – 1,0 млрд м

; с строящихся заводов

№ 3 и 4 СПГ будут покупать Transgas (Португалия) – 2,0 млрд м

. ENI (Италия) – 1,5 млрд

, Shell Western (на американский рынок) – 1,5 млрд м

, Iberdrola (Испания) – 0,5 млрд м

British Gas и др. – 3,3 млрд м

Американская компания Chevron-Texaco еще в 1999 г. объявила о начале реализации

проекта по строительству завода по производству СПГ в Анголе. Мощность завода – 5,5

млрд м

/год. Участники проекта – Chevron – Texaco (32% акций), ангольская

государственная компания Sonangol (20%), British Petroleum (12%), Total (12%), Exxon (12%),

Norsk Hydro (12%). Покупателем должна стать компания Chevron – Техасе Однако, несмотря

на солидный состав участников проект пока не реализован.

Американская компания Marathon Oil разработала предварительное технико-

экономическое обоснование строительства завода по производству СПГ в Экваториальной

Гвинее мощностью 4,8 млрд м

/год. Компания Marathon и британская газовая компания

British Gas подписали протокол о намерениях, согласно которому British Gas обязуется

покупать 4,7 млрд м

в год в течение 17 лет.

Крупное строительство намечено в странах Ближнего Востока. В частности, компания

Qatargas намерена построить 4

завод по производству СПГ мощностью 5,5 млрд м

/год.

Основной потенциальный покупатель СПГ с этого завода – Испания. Строительство 5

го

завода планирует компания Total для обеспечения растущего европейского рынка.

Американский нефтяной гигант Exxon Mobil совместно с Qatargas обсуждают план создания

еще двух заводов суммарной мощностью 9,7 млрд м

/год для проектируемых новых

терминалов в США.

Другая компания по производству СПГ из Катара Ras Laffan LNG (Rasgas) ввела в

2004–2005 гг. два завода мощностью 6,5 млрд м

/год каждый. Сбыт продукции этих заводов

осуществляется в Индию, причем на новые терминала Дахэй и Когин предполагается

поставлять соответственно 6,9 и 3,5 млрд м

в год. Кроме этого, 4,8 млрд м

в год покупает

итальянская энергетическая компания Edison и 3,5 млрд м

– корейская компания Korea Gas.

Всего в Катаре в 2010 г. предполагается производить 62 млрд м

СПГ.

В Омане на разных стадиях разработки находятся 7 проектов создания заводов по

производству СПГ. Компания Oman LNG предполагает построить 3 новые установки.

Создается новая компания Qalhat LNG, совладельцами которой являются правительство

Омана (52% акций) , компания Oman LNG (40%) и компания-потребитель Union Fenosa (8%).

Новый завод имеет мощность 5,1 млрд м

/год. Часть СПГ намечено сбывать компании Union

Fenosa.

В Западной Европе в 2006 г. начнет функционировать завод по производству СПГ на о.

Мелкойя в Норвежском море. Мощность завода 5,8 млрд м

/год, стоимость проекта – 6,3

млрд долл. Газ должен поставляться с месторождения Snohnt (Белоснежка). Кроме СПГ на

заводе будут получать сжиженные газы С

–С

и газовый конденсат. Оператором проекта

является норвежская государственная компания Statoil, владеющая 22,3% акций.

Совладельцами компании являются Total (18,4%), Gaz de France (12%), Norsk Hydro (10%),

Amerada Hess (3,3%), RWE-DEA Norge (2,81%), Svenska Petroleum Exploration (1,19%),

правительство Норвегии (30%). Часть газа купит испанская компания Iberdrola SA, часть

будет поставляться в США на терминал в Коув-Поинт, штат Мэриленд.

В Тринидаде и Тобаго функционируют два завода по производству СПГ, продукция

которых идет в Испанию и США; строится завод № 3, обсуждаются проекты новых заводов

для обеспечения как традиционных (США, Испания), так и новых рынков (Мексика,

Бразилия, страны Карибского бассейна и Центральной Америки).

С 1970 г. обсуждался проект создания завода по производству СПГ в Венесуэле, однако

экономическая ситуация в стране не позволяла начать реализацию проекта, хотя за дело

планировали взяться компании Shell и Mitsubishi. Из других проектов, пока не

подкрепленных договорами о сбыте СПГ, следует указать совместные проекты Иранской